ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ

Принципиальная схема теплового насоса включает в себя три основных узла:

• Устройство забора тепла, внешний контур;
• Непосредственно тепловой насос, в свою очередь состоящий из испарителя, конденсатора, разряжающего вентиль-дросселя для понижения давления и запитанного от электросети компрессора;
• Система распределения тепла.

Тепло, получаемое из грунта, воды или воздуха используется для нагрева циркулирующего теплоносителя и его подачи к низкотемпературным потребителям. В зависимости от специфики проекта это может быть система отопления радиаторная или «теплый пол», фанкойл, накопительная емкость.

Требования к источникам энергии для насосов Экомер

В качестве источника энергии может быть использован любой доступный в зимний период источник тепла: какой-либо водоем, грунт, вторичное тепло (теплотрасса, промышленные установки, выходящий из системы вентиляции теплый воздух и пр.).
Для обустройства внешнего контура, предназначенного для сбора тепла, используют трубопровод из полимерных труб диаметром 40 мм, укладку которого выполняют в грунт, либо в воду. В качестве теплоносителя применяют 30% раствор пропиленгликоля.

Земляной контур
Укладку трубопровода выполняют в котлован или в сообщающиеся траншеи глубиной 1-1,2 м с промежутками между соседствующими трубами не менее 0,8-1,0 м. Наибольшей энергоэффективности удается добиться на влажных грунтах, а на сухих потребуется увеличить протяженность контура. Примерная отдача 1 метра трубопровода – от 20 до 30 Вт тепловой мощности, т.е. монтаж теплового насоса мощностью 10 кВт требует  наличия участка 20х20 м (≈400 м²) для укладки контура длиной 350-450 м.

Скважина
Бурение скважин обходится дороже укладки контура, но позволяет обойтись меньшей площадью земельного участка. Для получения суммарной расчетной глубины можно изготовить несколько умеренно глубоких и менее дорогих скважин. При этом уровень получаемой тепловой энергии с каждого метра скважины достигает показателя 50-60 Вт. Следовательно, для монтажа насоса, производящего те же 10 кВт энергии, необходима общая глубина скважин (либо одна скважина) 170 м.

Водоем
Вода на дне озера, реки, моря неизменно сохраняет положительную температуру и обладает наиболее высоким коэффициентом преобразования энергии. 10-киловаттный тепловой насос потребует укладки в водоем контура длиной около 80 метров (примерная отдача 100 Вт тепловой мощности на каждый метр трубопровода). Предотвращает всплытие трубопровода установка на него груза из расчета 5 кг на погонный метр контура. Укладка контура трубы на дно озера, является самым экономичным вариантом.

Теплый воздух
Воздушный теплообменник собирает тепло атмосферных масс или нагретого воздуха, генерируемого в ходе производственных процессов промышленных предприятий, работы системы вентиляции и т.п. На каждый затрачиваемый 1 кВт электроэнергии воздушный тепловой насос способен создавать 2-6 кВт тепловой мощности.

Использование тепловых насосов

Независимо от выбранной модели теплового насоса в состав общей отопительной системы дополнительно включают электронагреватель. Наличие электронагревателя позволяет установить тепловой насос с меньшим потенциалом, что снижает величину изначальных финансовых вложений и сокращает срок окупаемости установки.

Управление работой насоса выполняется при помощи интегрированного в корпус электронного блока с ЖК-дисплеем и энергонезависимой памятью, сохраняющей последние настройки. Опционально система может быть укомплектована выносной панелью, на сенсорный экран которой выносится вся необходимая цифровая, текстовая и графическая информация о функционале и текущем режиме работы теплового насоса. Интерфейс панели интуитивно понятен и позволяет легко и быстро вносить требуемые коррективы в текущие настройки.

Преимущества тепловых насосов

Среди преимуществ тепловых насосов особо выделяют:

• Экономичность и энергоэффективность: каждый 1 кВт потребленной тепловым насосом электроэнергии компенсируется 3-5 кВт выработанной им тепловой мощности.
• Экологическая и технологическая безопасность: отсутствие топлива, взрывоопасных и отравляющих газов, вредных выбросов.
• Универсальность: возможность использования не только для отопления, но и для охлаждения помещений.
• Стабильность работы в автоматическом режиме, простота и удобство мониторинга и корректировки настроек.

При достаточно высоких стартовых затратах, связанных преимущественно с обустройством внешнего контура, срок окупаемости теплового насоса составляет всего 3-9 лет. Величина этого периода, как и эффективность работы устройства, в значительной мере зависят не только от его технических параметров, но и от безошибочности предварительных расчетов. Они должны учитывать как максимальные потребности объекта в тепловой энергии, так и объем теплопотерь, определяемых характеристиками конструкционных и светопропускающих материалов.
 Тепловой насос – выгодный вид инвестиций в будущее своей семьи или в развитие бизнеса!

АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ БИОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

Сравнительный анализ  применения биогазовых технологий и других источников энергии

З. Мамадалиева, Т.Каюмов, М.Султонов, Ф.Савриев,
Ташкентский институт ирригации и механизации сельского хозяйства, Наманганский инженерно-технологический институт
Данная статья описывает анализ возможностей энергосбережения и повышения энергетической эффективности путём внедрения кроме традиционных ресурсов биогазовых технологий. Здесь приводятся примеры получения тепловой и электрической энергии из биогазовых установок особенно в сельской местности на фермерских хозяйствах.
На сегодняшний день одной из основных задачей энергетики является энергосбережение и повышение энергетической эффективности путём внедрения кроме традиционных ресурсов альтернативные источники энергии. В Узбекистане широко применяются такие виды альтернативных источников энергии как энергия солнца, малых рек и ручьёв, ветра, геотермальных источников и энергия биомассы. Ряд законодательных актов правительства Республики Узбекистан, в том числе постановления Президента от 1 марта 2013 г. «О мерах по дальнейшему развитию альтернативных источников энергии», от 26 мая 2017 г., ПП-3012 “По дальнейшему развитию возобновляемой энергетики, повышению энергоэффективности в отраслях экономики и социальной сфере на 2017-2021 годы, от 8 ноября 2017г. ПП-3079 «О мерах по обеспечению рационального использования энергоресурсов» ещё ярче показали всю актуальность и неотложность получения возобновляемой энергии и переработке сельскохозяйственных отходов.
В Узбекистане энергетическое оборудование централизованных систем энергоснабжения, технически устарело, полностью выработано, вследствие чего требует незамедлительного обновления. Опыт последних лет обнажил недостатки централизованных систем, которые при передаче электроэнергии и тепла горячей воды сопровождаются, соответственно, 10% и 30% потерями.
Главным фактором, заставляющим переходить на альтернативные средства снабжения теплом и электроэнергией, является изношенность тепло- и электросетей, а также низкое качество электроэнергии. Этой альтернативой стали когенерационные установки малой мощности, так называемые мини-ТЭЦ, способные обеспечить тепловой и электрической энергией отдельные здания или предприятия.
В качестве топлива для таких когенерационных установок может использоваться природный газ, пропан, биогаз, попутный нефтяной газ, газ сточных вод и др. Производство собственной энергии позволяет не зависеть от теплоэнергетических компаний и существенно сократить собственные затраты на энергоносители.
Как и во многих других южных странах чаще всего в Узбекистане широко применяются гелиоэнергетические установки. Применение остальных альтернативных источников энергии пока только развивается, причём не совсем интенсивно. Если принять во внимание, что более 60 % населения проживают в сельской местности, где более 80% заняты в земледелии, на данном этапе появляется интерес к применению биогазовых технологий. Внедрение биогазовых установок в сельской местности позволит использовать биогаз не только для работы бытовых приборов, но и для выработки электричества и тепловой энергии при помощи специальных генераторных установок.
Чем же является биогаз. Биогаз – смесь газов, включающих в себя: метан (СН₄) - 55-70% и углекислый газ (СО₂) – 28-43%, а также другие газы в очень малых количествах, например – сероводород (Н₂S). Биогаз получается в результате анаэробного брожения, то есть происходящей безвоздушной ферментации органических веществ различного происхождения. В среднем 1 кг органического вещества, при 70% биологическом разложении, производит 0,18 кг метана, 0,32 кг углекислого газа, 0,2 кг воды и 0,3 кг неразложимого остатка. Из 1 м³ биогаза можно вырабатыватья одновременно 2,4 кВтч электрической +3,2 кВтч тепловой энергии.
В любом сельском хозяйстве собирается значительное количество навоза, остатков растений, различных отходов. Обычно их используют как органическое удобрение, но только после предварительного разложения. Однако мало кто знает, какое количество биогаза и тепла выделяется при ферментации. А ведь эта энергия тоже может сослужить хорошую службу сельским жителям.
Вырабатываемый биогаз после очистки и компрессии, может использоваться для получения электрической и тепловой энергии, а также в бытовых целях для потребления населением. Отходы биогазовых установок, получаемые после анаэробного брожения биомассы, являются качественными экологически чистыми удобрениями, а также применяться в качестве кормовых биодобавок для рыбных хозяйств и птицеферм.
При расчёте эффективности биогазовых установок можно привести сравнительный анализ основной продукции- биогаза и других энергоресурсов, которые мы можем видеть в таблице.
Таблица. Сравнение расхода на м³ биогаза и других энергоисточников

Горючее	Отношение невосполняемых энергоресурсов на 1 м3 биогаза	Отношение 1 м3 биогаза на невосполняемые энергоресурсы
Природный газ, м3	0,75	1,34
Бензин, л	0,82	1,28
Электрическая  энергия, кВт	2	1,1
Каменный уголь, кг	0,9	1,1

Исходя из сведений данной таблицы, можно легко определить эффективность биогаза и его выгоду в цене,  особенно при ситуации постоянного дефицита возобновляемых энергоисточников.
Преимущества биогазовых электрических генераторов по сравнению с аналогами:
- замены масла не 500, а 2000 моточасов,
- высокий эл. КПД до 40 %, сумм.КПД эл.+тепло до 90%,
- высшая надежность.
Для рентабельности биогазовой установки решающим фактором является КПД при выработке электроэнергии. При сравнении эффективности выработки энергии различают такие уровни эффективности:

1. Механический КПД двигателя в генераторе – соотношение между выработанной в двигателе механической энергией и потенциалом энергии использованного горючего. Часто механический и электр. КПД генератора упрощенно приравнивают (среди прочего чтобы получит преимущества перед конкурентами), чего допускать не следует. Механическое КПД зависит от типа двигателя и его размеров, для газовых и газожидкостных двигателей он составляет до 45%.
2. КПД генератора: в генераторе просходит преобразование механической энергии в электрическую. КПД остальных генераторов с мощностью более 20 кВт составляет 90-96%. Все остальное превращается в тепло генератора.
3. Электрический КПД: чтобы рассчитать электр. КПД генератора, необходимо механичекий КПД умножить на КПД генератора. Пример: 40% механич. КПД и 93% КПД генератора дают электр. КПД 0,40 х 0,93 = 37,2%
4. Термический КПД: кроме механической энергии при переходе энергии от одного вида в другой в двигателе возникает большое количество избыточного тепла, частично в виде отработанных газов, а частично в охлаждающей жидкости, все остальное содержится в тепловом излучении. Термический КПД как правило выше электрического; он достигает в зависимости от типа строения двигателя и размеров, а также температуры используемого отводимого тепла до 55%.

Срок  покрытия расходов на постройку и эксплуатацию биогазовых установок  чаще всего чуть больше одного года, что  нетрудно определить ведь начиная с первичной загрузки биомассы до полного охватывания технологического процесса занимает  не меньше 100 дней [5]. Производство электрической  и тепловой энергии в установках на базе двигателя внутренного сгорания - наиболее распространный способ извлечения выгоды от биогазовой станции.  Электроэнергия может круглогодично использоваться как собственых нужд, так и для подачи в сеть.
 Нетрудно заметить,  что для повышения урожайности значительна основная часть спроса для внесении в почву органических удобрений. Так, биоудобрения получаемые на Каравулбазарском опытно промышленном биогазовом заводе, запущенном в 2016 г., за кг. составляют 1500 сум., в день составляют 37,5 млн.
При постройке установок анаэробного брожения органического мусора и организации их эксплуатации, необходимо правильное определение на каких предприятиях они будут наиболее экономически эффективны, а также исходя из количества ежедневного выхода органического вещества [6].  Предприятия,  которые могут применять биогазовые технологии:
а) Животноводческие (молочные) фермы, птицеводческие фабрики, свиноводческие фермы и конюшни, а также свалки растительных  отходов сельского хозяйства;
б)  Тепличные хозяйства;
в) Перерабатываюшие предприятия: спирт, пиво, сахарные  заводы, заводы по переработке мясной, молочной, и сельскохозяйственной продукции;
г)  Городские очистные канализационние предприятия, в последнее время заводы  по переработке поверхностных водорослей сажаемых в дренажных коллекторах для снижения минерализации засоленных  земель.
д)  Очистные и мусорные свалки в городских и сельских местностях.
Исходя из вышеуказанного, можно организивать централизированные мусорные свалки по приёму органических отходов, где в качестве первичных приёмных ёмкостей  можно построить биогазовые установки. Средний объём данных биореакторов будет рассчитан на ежедневную переработку до 100 тонн в сутки. Расходы на постройку этих установок можно уменьшить путём хашара^[1] и применением водонепроницаемых железобетонных резервуаров.
Необходимо отметить, что биогазовые установки помогут полностью  удовлетворить спрос населения на  минеральные удобрения, обеспечить электрической и тепловой энергией, а также дадут возможность снижения выброса вредных газов в атмосферу  и улучшения эколого-эпидемиологической, санитарной ситуации из-за скопления органических отходов.

Список использованной литературы

1. Имомов, Ш., Hwang Sang Gu, Усмонов К., Шодиев Э., Каюмов Т. Альтернативное топливо на основе органики / Министерство сельского и водного хозяйства РУз. – Тошкент: Фан, 2013. –168 б.
2. Салимов О., Имомов Ш. Оптимизация процессов биогазовой установки по индивидуальному заказу // Irrigatsiya va melioratsiya, 2017, № 2(8). – С. 47-49.
3. Имомов Ш. Возобновляемые источники энергии – биогаз / Экологически вестник (Спец. Выпуск – Энергетика), 2009, № 3–4.
4. Результаты испытание образца биоудобрения после биогазовой установки БНПЗ. Испытательные Центр института химии растительных веществ им.акад. С.Ю.Юнусова АН.Р Уз. 25.07.2017.
5. Ш.Ж.Имомов, Hwang Sang Gu «Биогазовая установка с рекуператором тепловых отходов брожения» Доклад на первом международном конгрессе «Biodizel». Москва 26-27 ноябрь. 2008 г.
6. Биогаз на основе возобновляемого сырья. Сравнительный анализ шестидесяти одной установки по производству биогаза в Германии/Специальное агенство возобновляемых ресурсов (FNR) Хофплатц 1, 18276, Гюльцов, Германия.-2010.115 с.

 

"АЛЬТЕРНАТИВНАЯ КОТЕЛЬНАЯ"

«Альтернативная котельная» – на старт, модернизации теплоэлектростанций – приготовиться

Стартовавшая еще во времена РАО «ЕЭС России» программа по строительству теплоэлектростанций по договорам предоставления мощности (ДПМ) в прошлом году подошла к концу. Возникает вопрос: что делать дальше?

К концу 2017?го, по данным Министерства энергетики, в России было введено в эксплуатацию 128 энергоблоков, что составляет 94,1 % от общего количества объектов, предполагавшихся к вводу в рамках ДПМ. Так что программа, можно сказать, закончена. Однако это не значит, что все проблемы теплоэнергетики в России решены. Строить теплоэлектростанции все равно надо.

Это понимают и в Минэнерго. Кроме того, после завершения программы строительства мощностей по договорам ДПМ высвобождаются большие средства, которые надо куда?то вкладывать. Поэтому в конце года был представлен масштабный проект под названием «Модернизация теплоэлектростанций» объемом в 1,5 трлн руб.

Пути модернизации

В ведомстве подсчитали, что необходимо обновить станции, мощность которых составляет около трети всех мощностей России – 76 ГВт. Были определены базовые принципы проекта. Как подчеркивает Минэнерго, отбор проектов для модернизации будет проводиться только на конкурсной основе, а предметом конкурса будет минимизация затрат по проектам. То есть будут отбираться проекты с самой низкой стоимостью модернизации, а также с наилучшими показателями по снижению расхода топлива.

Кроме того, в конкурсах на модернизацию смогут участвовать только тепловые электростанции, говорится в презентации ведомства. Причем и для них вводятся критерии – выработанность нормативного паркового ресурса должна составлять не менее 125 %, при этом востребованность (включенность) за последние два года – не менее 60 %. Среди базовых принципов программы модернизации Минэнерго также называет разработку типовых проектных решений и оценку их стоимости на основе эталонов, рассчитанных независимыми экспертами.

Министерство предполагает, что оплата введенной в рамках модернизации мощности будет производиться только при полном исполнении обязательств энергокомпании. При этом будет предусмотрена ответственность энергетиков за неисполнение обязательств по модернизации. Также не будет ограничений на расширение модернизации, но при условии финансирования со стороны собственника электростанции, а не потребителей.

Возврат инвестиций с рынка энергокомпаниям планируется в течение 15 лет, также в течение 15 лет с даты запуска оборудования после модернизации энергокомпания должна поддерживать его в готовности вырабатывать электроэнергию.

Как заявил глава Минэнерго Александр Новак, нормативную базу необходимо запускать уже в 2018 г. По его словам, в случае поддержки президентом данных предложений Минэнерго в короткие сроки, начиная с февраля-марта, подготовит необходимые корректировки нормативной базы и законодательства, чтобы скорее запустить данную программу.

Президент в целом одобрил представленную Минэнерго программу модернизации отрасли, однако поручил к 1 марту 2018 г. проработать ее с точки зрения обеспечения оптимальной комбинации тепловой генерации с атомной и возобновляемой, а также и соблюдения интересов потребителей. Иными словами, темпы роста цен должны быть минимальными.

Запуск «альтернативной котельной»

Кроме новой программы модернизации теплоэлектростанций на рынке тепла в России в 2017 г. произошло еще одно важнейшее событие: введение определения цены на тепло в рамках закона об «альтернативной котельной».

Летом в России был принят закон об «альтернативной котельной», меняющий систему регулирования тарифов в сфере теплоснабжения. Поправки в закон «О теплоснабжении» предполагают новую модель рынка тепловой энергии, а именно отказ от ежегодного государственного регулирования тарифов организаций, входящих в систему теплоснабжения: производителей и продавцов тепла, а также сетевых компаний.

Если сейчас все тарифы регулирует государство, то новая модель предусматривает: цена на тепло будет устанавливаться по соглашению сторон в рамках предельного уровня, который должен будет гарантировать окупаемость вложений в отрасль и контролируемого государством. Этот предельный уровень будет рассчитываться по тому самому методу «альтернативной котельной»: он позволяет определить такую стоимость гигакалории, при которой потребитель сможет отказаться от центрального теплоснабжения и построить собственный источник тепла. Собственно, отсюда и термин «альтернативная котельная».

В рамках реформы в России появятся ценовые зоны, внутри которых за тарифы будет отвечать ЕТО (единая теплоснабжающая организация). Это не означает, что цены уменьшатся, но они будут прозрачно отрегулированы, а средства будут уходить на конкретные действия – модернизацию теплосетей и обеспечение стабильности работы. Проще говоря, платить нужно будет или за строительство нового источника тепла, или за модернизацию старого. Каждый гражданин сможет посчитать для себя тариф по «альтернативной котельной», а бизнес почувствует отдачу от своих инвестиций и сможет их окупить.

Чего ждать потребителям

Конечно, потребителей прежде всего волнует вопрос, вырастут ли цены на тепло и насколько. В Минэнерго заявляют, что не прогнозируют резкого скачка цен на тепло при вводе «альтернативной котельной», но окончательный результат будет определяться особенностями конкретных регионов и объемами инвестирования в каждом из них. Как отметил замминистра энергетики Вячеслав Кравченко, 20 % потребителей вообще не почувствуют разницы, на 40 % скажется инфляция и рост составит 1?2 %, и лишь 3?4 % получат повышение более 10 %. Предполагается, что наибольший рост тарифов будет фиксироваться в первые годы после модернизации, после чего снизится. Кстати, на сайте Минэнерго РФ уже существует так называемый «калькулятор», где каждый гражданин может посчитать стоимость конечной цены на тепло в случае перехода на «альтернативную котельную» в своем регионе.
Чиновники ожидают, что потребители в регионах выиграют от введения новой модели рынка тепла: расчеты станут понятными и прозрачными, каждый покупатель сможет прогнозировать свои затраты на тепло на долгосрочный период. А в случае реализации мероприятий по повышению энергоэффективности и снижению объемов потребления у него появится возможность реальной экономии – при новой системе будет регулироваться только предельный уровень цены, при этом платеж за счет снижения объемов потребления может оказаться ниже, чем при нынешней системе тарифного регулирования.

Зачем вообще понадобилось вводить новый механизм? Дело в том, что действующие нормы не гарантируют инвесторам возможность закладывать вложенные средства в тариф и отбивать их в запланированные сроки. Из-за этого сети изнашиваются, инфраструктура ветшает, а отрасль не приносит прибыль и не работает как бизнес. По современному тарифному законодательству, как только инвестор вкладывает деньги в развитие мощностей, он улучшает экономику, а на следующий год это приводит к снижению тарифа.

При этом участники системы теплоснабжения подчеркивают, что требуют немного – единожды посчитать тариф и зафиксировать его. Именно такую возможность предоставляет схема «альтернативной котельной». При ней установленный тариф ежегодно будет изменяться только на размер инфляции, и этого будет достаточно, чтобы гарантировать инвесторам возврат инвестиций. Как говорят чиновники, отрасли теплоснабжения необходим колоссальный объем вложений в модернизацию, однако существующие механизмы управления делают ее непривлекательной для инвесторов.

В то же время, по словам господина Кравченко, новая модель рынка тепла позволит привлечь инвесторов в отрасль, сделать стоимость тепловой энергии более предсказуемой и решить проблему высокой изношенности инфраструктуры. Ожидается, что «альтернативная котельная» привлечет 2,5 трлн руб. инвестиций в теплоснабжение. Реформа обеспечит увеличение ВВП на 600 млрд руб., более 800 млрд руб. налоговых отчислений и позволит создать 35 тыс. новых рабочих мест.

Решать регионам

Отметим, что государство из новой схемы полностью не уходит: оно будет утверждать правила подключения к системам теплоснабжения и определять предельный уровень цены на тепло. Так, в конце декабря 2017 г. премьер-министр России Дмитрий Медведев даже утвердил правила определения максимальной цены на тепловую энергию в ценовых зонах теплоснабжения. «Правила позволят установить на федеральном уровне единую для всех поселений, городских округов, в которых внедряется целевая модель рынка тепловой энергии (ценовых зонах теплоснабжения), методологию и порядок расчета предельного уровня цены на тепловую энергию», – говорится в пояснительной записке.

Расчет этого уровня будет основан на сопоставлении на основе эталонных показателей со стоимостью альтернативного теплоснабжения, основанного на наилучших доступных технологиях (ценой «альтернативной котельной»). «Предельный уровень цены на тепловую энергию, рассчитанный таким образом, позволит ограничить нерегулируемые цены для конечных потребителей тепловой энергии из общей тепловой сети, с тем чтобы нерегулируемая цена в централизованном теплоснабжении не могла быть выше, чем стоимость альтернативного теплоснабжения, доступного для потребителя», – отмечается в записке.

Стоит подчеркнуть, что переход на «альтернативную котельную» – дело добровольное для каждого региона. Однако еще при обсуждении закона его поддержало более пятидесяти субъектов Федерации. Более того, некоторые из регионов оказались заинтересованы в реализации пилотных проектов «альтернативной котельной» на своей территории; планируется, что они будут запущены уже в этом году.